Анализ текущего состояния выработки запасов газа и энергетического состояния сеноманской залежи Ямбургского НГКМ

ВВЕДЕНИЕ
1. Характеристика продуктивного пласта ПК1
2.1 Обоснование исходных данных для подсчета запасов газа
2.2. Выделение подсчётных участков с учётом литолого-структурных особенностей залежи.
2.3 Метод подсчёта запасов газа
2.4 Определение подсчётных параметров
2.5 Результаты пересчета запасов газа
Выводы
3. Анализ состояния разработки месторождения
3.1 Характеристики фонда скважин
3.2 Состояние разработки сеноманской залежи
4 Исследование закономерностей обводнения сеноманской газовой залежи
4.1 Анализ Гидрохимических данных
4.2 Корреляционные зависимости подъема газоводяного контакта по наблюдательным скважинам залежи ПК1 (сеноман) Ямбургского НГКМ
4.3 Степень изученности определения ТГВК сеноманской залежи Ямбургского месторождения
4.4 Прогноз динамики изменения положения ГВК
4.5 Анализ текущего и прогноз будущего состояния обводненности сеноманской залежи
Заключение

Весь текст будет доступен после покупки

Целью работы является анализ геолого-промысловых данных, разработки месторождения,выработки запасов нефти, изучение ГВК и обоснование применения наиболее эффективных методов воздействия на эксплуатационный объект.
В настоящее время основная часть нефтегазовых залежей на территории России перешла в фазу эксплуатации, которая ознаменовалась уменьшением объемов добычи и снижением уровня пластового давления. Эти изменения обусловлены как естественным износом ресурсных баз, так и активным искусственным воздействием на процессы добычи, особенно на наиболее продуктивных месторождениях.
В связи с этим встают вопросы, на которые нужно обратить особое внимание – это разработка и применение эффективных технологических процессов для повышения нефтегазо- и конденсатоотдачи пластов, максимальное использование возможностей каждой добывающей скважины в соответствии с потенциалом эксплуатационного объекта, снижение себестоимости добычи газа.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Характеристика продуктивного пласта ПК1

Описание продуктивного пласта ПК1 пласт ПК1 приурочен к верхней части сеноманского яруса и располагается непосредственно под туронским глинистым слоем. Этот слой проходит через газонасыщенные участки на глубинах от -954 м (скважины №№2080, 2099) до -1179,1 м (скважина №451). Исходное расположение газо-водного контакта в залежи четко прослеживается по данным геофизических исследований скважин, подтверждено испытаниями и колеблется на уровне от -1156 м до -1183 м, демонстрируя тенденцию к углублению на северо-восток. Тектонические барьеры, влияющие на распределение контактов в пределах залежи, не наблюдаются. Максимальная общая мощность газонасыщенных отложений составляет 208,1 м (скважина №2080), средняя толщина — 77,1 м. Процент пористости в среднем по залежи достигает 76,9%. Максимальные эффективные мощности в газовой части залежи зарегистрированы в скважине №2120 и составляют 165,6 м, в среднем по залежи — 58,3 м. Общие и эффективные мощности, а также показатели песчанистости продуктивного пласта ПК1, закономерности их изменения по территории месторождения, детали песчанистости представлены в таблице 2.
Исследование таблиц показывает, что при малых различиях в коэффициенте песчанистости между участками Ямбургский, Харвутинский и Анерьяхинский, существенные отличия наблюдаются в объемах общей и эффективной газонасыщенной толщины залежей. В среднем, общая толщина залежей на основной части составляет 92,9 метра, на Анерьяхинском участке – 40,1 метра, а на Харвутинском – 39,6 метра. Средние показатели эффективной газонасыщенной толщины достигают на основной части залежи 69,8 метра, на Анерьяхинском участке – 30,8 метра и на Харвутинском участке – 30,5 метра.
Профиль продуктивной толщи характеризуется чередованием в основном песчано-алеврито-глинистых слоев и пластов разной мощности, часто с линзовидной формой, что затрудняет их корреляцию даже между соседними эксплуатационными скважинами на расстоянии 50-100 метров.
В попытке классифицировать сеноманскую толщу, ряд исследователей предпринял разделение на несколько пачек, циклов или ритмов на основе разнообразных критериев. В 1971 году А.В. Ежова, С.Г. Саркисян и Г.Н. Комардинкина предложили двучленное разделение: нижняя часть имеет песчано-алевритовый состав континентального происхождения; верхняя часть – глинисто-алевритовый состав, связанный с прибрежно-морской средой. В период с 1976 по 1978 год В.И. Ермаков, А.А. Шаля, А.Н. Кирсанов и другие исследователи выделяли в различных месторождениях от трех (Харасавейское месторождение) до восьми ритмов (Медвежье месторождение).
Для решения задач поставленных в данной работе изучены особенности строения и дифференциации сеноманских отложений. С этой целью проведена корреляция разрезов скважин по ГИС.

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки